INYECCIÓN DE CO2
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José Rodríguez
José Rodríguez
•Baja temperatura crítica (88F)•PMM CO2< Gas vaporizante
•U.S Department of Energy (DOE).
“Basin oriented strategies for CO2 EOR”. (2005).
José Rodríguez
•U.S Department of Energy (DOE). “Basin oriented strategies for CO2 EOR”. (2005).
Viscosidad del crudo.Tensión Interfacial.Saturación residual
Presión capilar.Factor de recobro.
José Rodríguez
•U.S Department of Energy (DOE). “Carbon Dioxide Enhanced Oil Recovery”.
José Rodríguez
•U.S Department of Energy (DOE). “Carbon Dioxide Enhanced Oil Recovery”.
José Rodríguez
•Carbon Council Oklahoma. “The Oil and Gas business of CO2”. México. (2009).
José Rodríguez
Aplicación oportunaSecuencia tradicional
•Carbon Council Oklahoma. “The Oil and Gas business of CO2”. México. (2009).
0%
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Oil
Rec
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)
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Recobro primario
CO2-EOR
Años de operación
0%
10%
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60%
70%
4820 73
Años de operación
17%
61%
14%
39%
Recobro primario
Recobro secundario
CO2-EOR42%
Disminuye Sor, viscosidad.<PMM que el NO2
Aumenta el recobro.
José Rodríguez
1-Bajas viscosidades de CO2, dificulta el control de la movilidad.
2-Requiere de altas cantidades de suministro.
3-Genera un temprano rompimiento del CO2.
4-Presenta corrosión en los pozos productores.
5-Requiere separar y represurizar el CO2.
6-Puede conducir a cambios de la solubilidad de asfaltenos.
José Rodríguez
Campo Yariguí-Cantagallo y Gala-Llanito [Colombia]
CampoYariguí-
CantagalloLlanito
Petróleo
Producido (Mbbl)2,82 0,256
Caudal de agua
(bbl/día)4.500 3.000
Caudal de CO2
(pcd)90.000 50.000
Volumen poroso
CO2 a inyectar3 3
Tiempo total de
inyección6años 8años
Recuperación
primaria (Mbbl)3,2 0,26
Factor de recobro
final56% 42%
Requerimiento
diario CO2
39 MPC 19 MPC
Requerimiento
total CO2
86.000 MPC 18.200 MPC
Instituto Colombiano de Petróleo. “Factibilidad técnico-económica del uso de de CO2 de la gerencia de Barrancabermeja en el recobro terciario de petróleo de los campos Yariguí-Cantagallo y San Silvestre”. (2005) José Rodríguez
Tratamiento de gases=0,3 USD/KPC
Instituto Colombiano de Petróleo. “Factibilidad técnico-económica del uso de de CO2,…de los campos Yariguí-Cantagallo y San Silvestre”. (2005)
Recolección, licuefacción y compresión=2,5 USD/KPC
Planta= 400 MMUSDEquipos= 2,4 MMUSDPilotos= 5 MMUSD
José Rodríguez
Factores considerados para la aplicación de CO2 EOR.
1-Precio del petróleo.
2-Costo del capital y costo de infraestructura y equipos.
3-Costo de producción de CO2.
4-Resultados del proyecto piloto.
Ofrece amplio rango de aplicación (Baja PMM)
Disminuye notablemente la Sor y aumenta el recobro.
José Rodríguez
•PARÍS, Magdalena. “Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos”. Ediciones Astro
Data, S.A. 2da Edición. Maracaibo, Venezuela. (2001).
•Fundación Universidad América e Instituto Colombiano de Petróleo. “Factibilidad técnico-
económica del uso de de CO2 de la gerencia de Barrancabermeja en el recobro terciario de
petróleo de los campos Yariguí-Cantagallo y San Silvestre”. (2005)
•ACIPET. Lecciones aprendidas del piloto de estimulación cíclica con CO2 en el campo
Llanito de Ecopetrol S.A. (2009).
Fuente:www.acipet.com/acipet/datos_publicos/148.pdf.
•SIMPSON, M.R. “The CO2 Huff and Puff Process in a Bottomwater Drive Reservoir”,
Chevron USA. INC.SPE 16720.
•Instituto Mexicano del Petróleo. “Enhanced oil recovery by CO2 injection”. México. (2008).
•U.S Department of Energy (DOE). “Carbon Dioxide Enhanced Oil Recovery”.
•U.S Department of Energy (DOE). “Basin oriented strategies for CO2 EOR”. (2005).
•Carbon Council Oklahoma. “The Oil and Gas business of CO2”. México. (2009).
José Rodríguez